电力监控管理系统

电力监控管理系统（共12篇）

电力监控管理系统 篇1

1 系统总体设计

传统的有线和无线通信方式已经在配电网监控系统中得到了成功的应用, 但是网络建设费用大, 尤其是有线网络还要受到空间的限制, 建网施工工程量大。而GPRS已相当成熟, 网络资源非常强大, 覆盖范围十分广泛, 加之以上所述优势, 若在配电自动化系统中能采用GPRS进行数据传输, 则可轻易实现对系统的监控, 而且系统扩展方便, 工程实施快、简单易行, 性价比高, 工程费用低, 扩容方便, 可靠性好, 日常维护工作量小。因此, 用GPRS来实现电力信息的传输, 为电力网的监控开辟了新发方法。

数据的采集采用专用的传感器, 由于传感器分布在现场的不同采集点, 因此需要集中器, 完成数据的集中再转发。采集倒的数据经稳压、滤波、A/D转换之后, 送至微处理器的I/O串口。微处理器对采集到的数据进行分析, 如果有突变的数据需紧急处理, 现场的报警模块会提醒现场的操作人员, 采取紧急措施。处理完的数据经串口送至编码器按照GPRS码规则进行编码送至GPRS MODEM。至此, 完成了数据的采集、处理等传输前的准备工作。当数据送至GPRS MODEM后, GPRS MODEM通过承载GPRS网络的空中接口传输数据。此时GPRS网络有两种方法传输数据, 方法的选择视网络状况而定。一种方法是GPRS让数据通过INTERNET将数据传送到远程控制中心;另一种方法是GPRS将分组数据通过空中接口, 送至监控中心的GPRS MODEM, 数据在解码器中将分组数据译码成服务器能识别的数据, 利用RS232/RS485输入服务器。

数据送到服务器中后, 服务器对数据进行分析, 然后经路由送到人机交互界面。操作人员通过观察服务器的分析报告, 或者使用软件与数据库的数据进行比对, 得出被监控对象的运行状况, 从而决定是否需要对被监控物采取动作。

2 系统软件及硬件设计

采集到的数据采用RS232/RS485总线, 经MAX系列芯片进行电平后送至处理器串口。

处理器处理之后的数据采用同样的方式将数据送至GPRS MODEM等待传输。GPRS MODEM选用西门子公司的MC39i, MC39i是西门子公司生产的工业级GSM/GPRS模块, 它包括有一个天线接口、SIM卡座接口和一个40脚的ZIF插座。ZIF接口包括电源部分、RS232接口部分、语音部分、在线升级接口部分和其他信号接口部分。

MCU部分采用的是ATMAL公司的16位单片机AT89C51, 内含128KFLASH, SKRAM。16位MCU是装置的核心, 开发中充分利用AT89C51集成度高、模块功能强的优点, 装置的软件存放在片内大容量FLASHEEPROM, 片内RAM存放实时数据、程序中变量等, E2ROM内存放定值。数据、地址总线不引出MCU, 具有良好的抗干扰性能, 而且Pl口、P2口可用来扩展并行接口的设备, 如LCD和D/A转换等。

配电变压器的运行参数包括三相电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数等。CS5460A是单相双向芯片, 它具有测量电流有效值、电压有效值、瞬时电压、瞬时电流、瞬时功率和计算能量的功能。

RESET是CS5460A的硬件复位引脚, 给它一个低电平信号可以复位CS5460A, CS是CS5460A的片选引脚, 用于是否选中CS5460A对其进行操作, CS5460A中的数据及命令字的输入和输出是通过SDI、SDO这2个管脚实现的, SCLK决定串行数据的速率, 当SCLK为上升沿时在SDI上的数据可以写入, 在SDO上的数据可以读出。另外, CPU也可以通过INT、EOUT、EDIR读出测得的参数值。INT是中断输出端口, 当该引脚为低电平时, 说明结果寄存器已被更新, 应从中读出数据。EDIR、EOUT是能量方向和能量输出端口, 能量方向指出能量的正负, 能量输出是与能量成正比的速率输出。被测量的电压和电流信号通过变压和变流器接入IIN+、IIN-、UIN+、UIN-差分电流、电压输入管脚以供进行模数转换, 模数转换的基准电源输入由VREFIN给出。

由于同一模块每次上线获得的IP可能是不同的, 因此一般情况下数据采集服务器无法主动对GPRS模块进行定位。解决方法是数据采集服务器端使用静态IP, 并且事先将这一静态IP写入模块中。

传输数据时, 数据链路层采用PPP协议, 传输层采用面向连接的TCP协议。在GPRS网络中, 数据传输就是IP数据报通信过程, 模块向网关发送的PPP报文都会传送到INTERNET网中相应的地址, 从而实现采集数据和INTERNET网络通过GPRS MODEM的透明传送。

3 结束语

本文提出了基于GPRS的电力设备远程监控系统的总体设计方案, 并初步完成了系统的整体设计。系统充分利用GPRS技术在远程数据采集方面的优势, 使得该系统具有较强的可扩展性、通用性和灵活性。提高了电力自动化程度, 弥补了当前电网监测系统的缺陷, 为电网的正常运行提供了良好保障。

参考文献

[1]王绮红, 毛明荣.CS5460A芯片及其实现的单相电能表现场校验仪[J].自动化仪器与仪表, 2002 (5) .

[2]韩斌杰.GPRS原理及其网络优化[M].机械工业出版社, 2003.

[3]魏立峰, 王宝兴.单片机原理与应用技术[M].北京大学出版社, 2006.

电力监控管理系统 篇2

电力监控系统（英文为Supervisory Control And Data Acquisition，简称SCADA系统），其主要功能是对供电设备（包括变电及接触网设备）进行监视、控制和采集。

1．SCADA系统功能简介

电力监控系统（简称SCADA系统）的主要设备设置在控制中心。远程控制终端设备（即RTU设备）设置在各变电所内，RTU通过通信网络OTN与控制中心设备相连接，控制中心命令由OCC发往各RTU，再由RTU传向供电系统，供电系统的所有信息通过RTU传向控制中心。SCADA系统所有计算机和RTU都有自监功能，系统设备具有高度可靠性，各设备状态可在CRT上显示出来。

1.1.被控对象设备

1.1.1.变电所设备

a.2个110kV/33kV主变电所（坑口、广和）

b.8个牵引降压混合变电所（西朗、车辆段B所、芳村A所、长寿路A所，公园前B所、列士陵园A所、体育西B所、广州东站A所）

c.25个降压变电所

1.1.2.接触网设备

a.西朗牵引降压混合变电所→7个接触网电动隔离开关

b.车辆段牵引降压混合变电所→2个接触网电动隔离开关

c.芳村牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

d.长寿路牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

e.公园前牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

f.列士陵园牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

g.体育西牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

h.广州东站牵引降压混合变电所→6个接触网电动隔离开关

1.2.SCADA系统全线运行运作模式

SCADA系统全线运作模式采用OCC中央设备集中监视和控制，并在车辆段B所、坑口主变所及广和主变所设立站控计算机，辅以站控控制模式。在灾害模式下，执行站控控制方式。SCADA系统可以根据运行实际需求，更改部分运行模式。全线运行后，在各牵引所各增设一台站控计算机（型号是PG740）。

2．SCADA系统主要设备名称数量及投入使用情况

2.1 RTU设备共36台，其中35个分别设置在沿线各站变电所及车辆段变电所；另一个放在材料总库.2.2 站控计算机(PC机)共3台,全部投入使用,分别设置在车辆段B所,广和主所和坑口主所;

2.3 站控PG机共11台,其中7台设置于除车辆段B所外的其他牵引变电所,一台放在OCC六楼监视通道用,一台为抢修用备机,其余备用.2.4 TCI柜共一台,设置于OCC六楼SCADA设备房;

2.5 UPS系统一套(包括UPS柜两个、蓄电池柜、配电盘各一个),设置于OCC六楼UPS房，UPS柜一用一备。

2.6 模拟屏一个，设置于OCC八楼，在线使用。

2.7 控制中心操作站计算机五台，两台主备机，一台归档机、一台信号机设置于OCC八楼，一台维护机设置于OCC六楼SCADA设备房。

电力监控管理系统 篇3

关键词：电力系统；调控一体化；监控信号；规范化管理

中图分类号：TM734 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）29-0116-02

在电力系统调控一体化开展的过程中，电力和监督控制业务完成了有效的结合连接，监督控制信号工作的开展一定要从各个方面全方位地了解电网系统当下实时的运作情况，针对在系统运行过程中出现的故障及隐患问题要在第一时间发现并尽快地解决排除。这能够给负责电力调度的工作人员带来更加可靠的工作开展依据，因此，一定要注重信号监控基础工作的开展，加大监控信号管理力度，确保监控工作的开展效率及质量。

1 监控信号的相关规范要求

1.1 监控信号名称的规范

这里我们提到的监控信号名称其实就是通过下面的形式表示的：“变电站名称+电压级别+设备名称+信号规范+间隔名称。”监控信号的规范名称要尽可能地符合现实情况的表达反应，只有这样才能更有利于负责信号监控的工作者对电力运行状况的掌握。

1.2 监控信号类别划分的规定

监控信号应该遵循一定的规律要求进行类别的划分，如此便可以更有利于负责信号监控的工作者更加清晰明了地把握关键信号，了解当前电网运行的状况。通常情况下我们将监控信号划分成三个类别：第一类信号是体现出由于不规范操作以及设备出现故障原因造成电网运行不正常以及其他造成系统安全隐患因素。第二类是体现电网一二次电气设备运行状况不正常和设备本身状况变动。第三类信号是体现电气设备的运作情况和运作形式。

2 信号监控工作的类别划分

在进行调控一体化的过程中，整个工作中最根本的环节便是针对监控信号进行处理与分析，可以说监控信号是确保整个调控工作顺利开展的根本性前提。每一天调控中心都会获取到超过一万条的监控信号，而如果是天气异常以及遇到电路检修的情况，监控信号的获取量会更大。由于所获取的监控信号量实在太过于庞大，想要实现全部的技术处理是很难实现的，有很大的工作难度。因此想要确保监控信号工作的开展高效性，就应该对获取的信号资源实现合理的类别划分，这样再采取合理的处理工作就容易很多了。

2.1 实时信号监控

这里我们所说的实时信号监控其实是指负责信号监控的工作人员针对电网系统监控信号实施类别划分，针对那些较为紧急关键的第一类信号和第二类信号及时地处理解决，并结合所获取的第一类和第二类信号进行对电网系统运作情况的掌握，了解整个系统运行过程中出现的问题及隐患，给调度工作的开展带来可靠的依据支撑，帮助电网故障更加顺利地排除。

2.2 后台信号分析

对于以往获取的信号信息资源实施后台的信号分析工作，关键是对信号分析工作开展的广泛性及深入性，这一工作的开展能够通过以往常见的电网系统安全隐患及故障所在，针对性地做好防护与管理工作。

3 监控信号的显示方式

要想确保实时信号监控和后台信号分析工作有序高效地进行，就要针对监控信号展现形式做好一定设计工作。实时信号监控工作的开展，要保证关键的信号能够清楚详细地传递给负责监控的工作人员。所以一般针对监控信号采取以下类别划分进行展示：

（1）开关事故跳闸区：显示开关位置在非正常操作状态下的变位信号。（2）事故信号区：显示电网设备故障跳闸及影响变电站安全运行的一类信号。（3）异常信号区：显示异常类的软报文以及硬接点等二类信号。（4）状态信号区：显示反映电气设备运行状态的三类信号。（5）遥测越限区：显示各负荷、电压、电流、功率因素、温度等遥测信息的越限信号。（6）综合信号区：分区显示全网信号、试验信号、远动信号、AVC事项信号等。（7）越限信息：告警方式为警铃和报文报警。

4 异常信号的管理

4.1 装置定值不合理的异常信号

有些保护装置本身所有的启动定值以及返回值和这一参数规范化运作范围出现重合，造成该设备在运作过程中发出异常信号。要和保护定值调整的工作者进行沟通交流，针对定制做出合理的调节，避免这一现象的发生。

4.2 操作伴生信号

操作伴生信号指的就是那些跟着设备运行情况的变化而短时间内出现的一种信号类别。因为此种信号表现为复位较快的特征，所以在实际的监控工作中选择过滤伴生信号的措施来进行屏蔽隔离。如果接受到有伴生信号相关的信号，主程序会将其暂时存放在缓存区，如果短时间内获取到相应的复归事宜，就将不会把这一信号报出。

4.3 遥测越限频报信号

在针对遥测越限频报信号问题进行研究探讨之后，我们认为导致遥测越限的原因一般情况下：首先是因为线路载流量的设置更改，但是它所对应的遥测限值没有在第一时间做出调整，从而导致系统依然根据之前的限制来做出判断工作。其次就是因为线路负荷承载上升程度过大，导致越限的问题，对于该类越限信号的报告会有大概十几秒的延时误差，所以导致很多越限信号无法正常接受。

5 结语

通过上面的分析我们能够明显地看出，在电力系统运行的过程中做好对信号的监控工作，确保电力系统的正常运行以及较高的安全可靠性能是推动经济社会建设进程加快的必要前提，当前经济建设的加快以及生产力水平的提升，都对用电有了越来越高的要求，这就要求电力系统在之前的基础上必须进行进一步的完善提升，以达到更高的标准。电力系统应该在确保供电质量符合社会要求的情况下，对于系统本身的安全性能加以增强。因此在先进信息技术的支撑下，要实施调控一体化的管理工作，实现对电网系统运作的实时监管控制，这样一来能够在第一时间找出电网系统运行过程中出现的问题及隐患，进行及时的处理排查工作，并且为调度工作者的工作开展带来更多的依据。因此我们认为加大信号监控工作的开展力度是十分关键的，其能够确保电网系统的稳定运行，并为经济建设提供有力的能源力量支撑。

参考文献

[1] 田新成，尹秀艳，韩宝民，杜鹏，班阳.调控一体化

系统信号与监控界面优化分析[J].电工技术，2013，

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[2] 朱秀萍，肖恺.对电力系统中电网调控技术应用的探

讨[J].中华民居（下旬刊），2013，（1）：252-253.

[3] 刘健，谢旭，牛四清，江长明，张哲，张文斌.电网

调控仿真培训系统设计与实现[J].电力系统自动化，

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[4] 张瑛，孔庆伟.调控一体化信息专家处理系统探讨

[J].新疆电力技术，2013，（1）：27-31.

[5] 吕洪波.电网调控一体化运行管理模式研究[D].华

浅析电力调度安全运行监控管理 篇4

电力系统安全运行的最终目标不仅仅是保证安全稳定, 还要确保运行的经济性与协调性。这就需要电力企业在电力生产过程中使用科学合理、统一调度的管理方法, 从而有效保障电力质量及电量平衡。由此可见, 加强系统调度运行管理, 提高管理队伍整体素养, 有着重要意义。

2 电力调度运行中的安全管理的重要性和意义

电力调度是保障电网安全稳定运行的核心, 电力调度运行工作是指调度机构面对各种不同用电情况的变化, 为了使电网协调安全运行而对电网的每一个环节进行的指挥操作。就电力调度中的安全风险管理而言, 是对电力调度中的安全风险进行识别、分析和控制, 从而确保电力调度工作的正常运行。由于电力调度的目的是为了使电网协调安全运行, 而电力调度中的安全管理工作又是保证电网系统安全稳定运行的重要环节。

从而加强电力调度方面的安全管理便在电网运行中具有重要作用。特别是自改革开放以来我国电力事业得到极大发展, 我国电网规模日趋庞大, 复杂程度也随之加大, 受不可知风险 (如雪灾、地震等) 的影响程度变深变广;再加上随着我国社会经济生活的进步和发展, 各大产业得到突飞猛进的增长, 人民的生活水平得到巨大提升, 对电力质量的要求越来越高, 为此电力调度运行中安全管理工作的压力也骤然上升。为此为了保证电网的安全稳定运行, 切实提高电网运行的安全和质量, 必须查找出调度运行中影响安全的因素, 并针对这些安全风险提出相应的防范措施弥足重要。

3 电力系统调度工作的内容

在电力系统调度中, 主要工作包括经济调度管理、设备检修管理、电网电压和频率的管理、继电保护的管理、电网运行方式的管理5个方面的内容, 这5个方面内容框图如图1所示。

3.1 经济调度监管

进行经济调度监管的主要目的在于尽可能的在电网安全可靠前提下满足电力用户的需求, 保证电能质量, 同时, 遵守经济调度的原则, 在各机组之间进行最优负荷分配, 保证电网的总运行费用最低以及能耗最小, 最终实现经济效益最大化。

3.2 设备检修监管

在电力系统中, 电网的供电设备应该保证绝对的完好, 一旦出现故障和缺陷应该在第一时间内组织抢修以及相应的计划检修;同时应该采取设备检修调度监管措施, 协调好各部门的工作。为了尽可能的减少设备缺陷隐患, 调度监管部门也应该加强操作监管, 制定相应的措施。

3.3 电网电压和频率的监管

在对电能质量的衡量中, 电压和频率是重要的参考指标。保证电压质量对于电力调度监管来说也是主要任务之一;频率的监管与电网有功功率有着直接的关系。通常情况下, 对电网电压和频率的监管包括以下内容:发电机组的开机和停机、电网运行方式的改变、无功补偿装置的启动和停止、变压器分接头的调整等。

3.4 继电保护的监管

继电保护为电网的安全运行提供保障。一旦继电保护中出现误动或是拒动, 电网事故极有可能进一步恶化。加强继电保护的运行治理是调度工作的重点内容。

3.5 电网运行方式的监管

电力体制的不断改革, 技术设备的不断更新都为电网运行方式的改变提供了前提, 现代化水平的运行方式理应逐渐投入应用。

4 影响电力调度安全运行监管的安全风险因素

4.1 系统因素

现在的电力调度中都广泛使用计算机进行监督运行并实施自动化管控和操作, 这些高科技的广泛应用使得电网调度方面对人力资源的需求减少, 并极大提高了电力运行的安全性和可靠性, 然而电网管控信息化、智能化也对电网管控的技术水平提出了更高的要求, 加大了电网调度运行的技术难度, 通常一项很小的技术性失误就可能造成极大的系统性风险, 进而危及整个电网的安全运行。通常而言, 在电网运行系统中存在的风险主要有以下几个方面:

(1) 工程建设的质量存在隐患, 突出表现在一些电子元器件不合格、设备老化严重、设计不合理等需要经常调换和检验, 给电网正常运行带来一系列干扰和不利影响。

(2) 自动化系统运行中显示的许多无用的警告信息也对有用信息的采集带来较大的干扰, 使得管控人员在不大留意的情况下极有可能遗漏有用信息, 从而降低监控工作的效率。

(3) 外部环境带来的运行风险。突出表现停电时在缺少临时电源的情况下致使设备不能工作, 由于在调度室通常是人机混杂, 也给设备的正常运行带来不利的影响。

4.2 管理因素

管理因素一般包括人为因素和体制漏洞。就管理中的人为因素而言, 主要集中在调度人员技术不熟练、安全意识不足、缺乏应有的责任心, 从而在调度过程中粗心大意, 盲目自信造成的安全事故。比如说, 一些调度人员由于缺乏应有的技术管理水平, 对现场设备和各种规程熟悉度不够从而造成事故来临不能进行行之有效地处理甚至酿成更大的事故;在交班过程中的麻痹大意没有做好记录或者信息记录存在错误;在停送电过程中不注重细节, 造成操作失误;面对突发异常事故, 缺乏应有的镇定和心理素质, 情绪波动, 从而不能很好地处理事故。体制的漏洞, 主要表现在相关制度不完善、制度没有被切实遵从这两方面。电力系统是一个不断更新发展着的系统, 每次更新和完善都需对现有制度的补充和完善, 甚至是对现有制度的抛弃, 所以随着技术更新的进步必须补充完善相应的规章制度, 从而在最低风险下最大限度地实施安全运营。此外, 由于调度人员责任心不强, 安全意识淡薄, 不严格遵守规程, 违章作业现象普遍。

5 对电力调度安全运用进行监控管理的具体措施

5.1 加大技术改革, 降低系统风险

电网调度过程中的系统风险主要是由于技术的缺陷和漏洞, 为此, 相关部门必须加快引进先进的科学技术, 对相关设备进行改良, 弥补设备的缺陷和不足, 比如说新技术的出现会使系统运行中更可靠, 反映的故障信息更有用, 从而提高调度的水平。此外, 在设备购置过程中, 务必要注重产品质量, 选择质优物美的产品, 从而能提高调度的可靠性和效率, 同时, 设备的保养和检修必不可少, 严格按照规程进行数据备份和组件更换操作。最后为了保证设备运行的安全可靠, 最大限度地降低人为干扰, 应将调度设备单独放置, 保证其发挥最优性能的物理环境。

5.2 加大电网知识的宣传

加强电网知识的宣传工作, 让人们对电网有更多的了解, 尽可能的防止由于人们知识的缺乏而导致的电网破坏事件。如果出现人为蓄意破坏电网的情况, 也应该进行严格的处理, 借此来告诉人们破坏电网会导致的严重后果。对于自然破坏电网的监管来说, 由于自然的外力是人们所无法掌控的, 对于自然外力破坏的监管, 应该以预防为主, 采取各种措施尽量避免电网遭到破坏, 如对雷击的规避等;要不断改善电网的线路, 提高其防雷水平;在实际操作中, 应该加强恶劣极端天气对电网破坏的预防措施, 如:在风雪多发季节来临之前对电网进行必要的全面检查, 尽可能的消除电网中的缺陷:对电网的运行情况进行严格的巡视和观测。对于冰雪的处理应该积极采用新技术和新手段。除此之外, 设备缺陷的监管也是重要内容之一。在进行设备安装之前, 要严格控制设备质量, 防止有缺陷的设备投入应用, 为事故的发生埋下隐患

5.3 加强人员培训, 减少人为失误

强化人员培训, 主要在于培养调度人员的安全意识、责任意识和技术水平。电力调度风险监管中影响最大的就是人为因素, 最能有效控制的也是人为因素, 为此, 必须加强对专业人员的培训, 强化电力调度的安全意识, 严格按照规程办事, 提高监管人员对设备的熟悉度、强化故障分析能力、提高应对突发事件的心理素质, 从而提高电力调度的安全、保障电网运作的正常。

5.4 完善规章制度, 规避制度风险

合理的制度是降低安全风险的重要支撑, 只要操作人员都能严格按照制度规定办事, 调度工作的风险就能得到较大的降低。具体而言就是要做好制度设计和创新, 弥补由于技术进步所造成的制度漏洞, 强化员工对制度的遵从, 比如说严格按照制度要求进行停送电工作, 对工作票进行严格的审核、签收, 在指令票执行上各操作人员严格按照要求做好自己的本职工作, 履行的职能。

5.5 不断提高对数据的分析能力

电网调度自动化的发展更加强调对整个系统的掌握, 对于电网调度来说, 数据分析的准确是调度正确的前提, 对电网数据信息的正确分析至关重要。在电网数据信息的分析中, 计算机技术是不可或缺的一门技术, 依托计算机技术, 数据分析将会更加准确, 电网调度也会更加科学合理。当前, 在电网调度中, 调度自动化系统正在逐渐投入应用。对于该系统, 所有的调度人员应该有全面的认识, 对其性能要有充分的了解, 在长期实践中累计调度经验。

6 结语

总而言之, 电力调度是一项系统性的工作, 需要具有严谨性、细致性和持续性, 所以需要电力调度人员在工作中要认真、细致, 严格遵守相关的操作规程及监管制度。同时在电力调度过程中还需要加强各种安全防护措施, 做好各项监管工作, 确保电力调度系统能够规范化的运行, 尽量降低或是杜绝电力调度安全事故的发生, 保证电网的安全运行。

参考文献

[1]张启雁.电力调度安全运行监控管理[J].科技创新与应用, 2014 (36) :153.

[2]卞莉莉.浅析电网调度监控一体化运行管理[J].通讯世界, 2014 (12) :88~89.

《电力监控系统安全防护规定》 篇5

2014第14号令

发布时间： 2014-08-18 14:09:59 来源：国家发改委网

中华人民共和国国家发展和改革委员会令

第14号

《电力监控系统安全防护规定》已经国家发展和改革委员会主任办公会审议通过，现予公布，自2014年9月1日起施行。

国家发展改革委主任：徐绍史

2014年8月1日

电力监控系统安全防护规定

第一章 总则

第一条 为了加强电力监控系统的信息安全管理，防范黑客及恶意代码等对电力监控系统的攻击及侵害，保障电力系统的安全稳定运行，根据《电力监管条例》、《中华人民共和国计算机信息系统安全保护条例》和国家有关规定，结合电力监控系统的实际情况，制定本规定。

第二条 电力监控系统安全防护工作应当落实国家信息安全等级保护制度，按照国家信息安全等级保护的有关要求，坚持“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则，保障电力监控系统的安全。

第三条 本规定所称电力监控系统，是指用于监视和控制电力生产及供应过程的、基于计算机及网络技术的业务系统及智能设备，以及做为基础支撑的通信及数据网络等。

第四条 本规定适用于发电企业、电网企业以及相关规划设计、施工建设、安装调试、研究开发等单位。

第五条 国家能源局及其派出机构依法对电力监控系统安全防护工作进行监督管理。

第二章 技术管理

第六条 发电企业、电网企业内部基于计算机和网络技术的业务系统，应当划分为生产控制大区和管理信息大区。

生产控制大区可以分为控制区(安全区I)和非控制区(安全区Ⅱ)；管理信息大区内部在不影响生产控制大区安全的前提下，可以根据各企业不同安全要求划分安全区。

根据应用系统实际情况，在满足总体安全要求的前提下，可以简化安全区的设置，但是应当避免形成不同安全区的纵向交叉联接。

第七条 电力调度数据网应当在专用通道上使用独立的网络设备组网，在物理层面上实现与电力企业其它数据网及外部公用数据网的安全隔离。

电力调度数据网划分为逻辑隔离的实时子网和非实时子网，分别连接控制区和非控制区。

第八条 生产控制大区的业务系统在与其终端的纵向联接中使用无线通信网、电力企业其它数据网（非电力调度数据网）或者外部公用数据网的虚拟专用网络方式（VPN）等进行通信的，应当设立安全接入区。

第九条 在生产控制大区与管理信息大区之间必须设置经国家指定部门检测认证的电力专用横向单向安全隔离装置。

生产控制大区内部的安全区之间应当采用具有访问控制功能的设备、防火墙或者相当功能的设施，实现逻辑隔离。

安全接入区与生产控制大区中其他部分的联接处必须设置经国家指定部门检测认证的电力专用横向单向安全隔离装置。

第十条 在生产控制大区与广域网的纵向联接处应当设置经过国家指定部门检测认证的电力专用纵向加密认证装置或者加密认证网关及相应设施。

第十一条 安全区边界应当采取必要的安全防护措施，禁止任何穿越生产控制大区和管理信息大区之间边界的通用网络服务。

生产控制大区中的业务系统应当具有高安全性和高可靠性，禁止采用安全风险高的通用网络服务功能。

第十二条 依照电力调度管理体制建立基于公钥技术的分布式电力调度数字证书及安全标签，生产控制大区中的重要业务系统应当采用认证加密机制。

第十三条 电力监控系统在设备选型及配置时，应当禁止选用经国家相关管理部门检测认定并经国家能源局通报存在漏洞和风险的系统及设备；对于已经投入运行的系统及设备，应当按照国家能源局及其派出机构的要求及时进行整改，同时应当加强相关系统及设备的运行管理和安全防护。生产控制大区中除安全接入区外，应当禁止选用具有无线通信功能的设备。

第三章 安全管理

第十四条 电力监控系统安全防护是电力安全生产管理体系的有机组成部分。电力企业应当按照“谁主管谁负责，谁运营谁负责”的原则，建立健全电力监控系统安全防护管理制度，将电力监控系统安全防护工作及其信息报送纳入日常安全生产管理体系，落实分级负责的责任制。

电力调度机构负责直接调度范围内的下一级电力调度机构、变电站、发电厂涉网部分的电力监控系统安全防护的技术监督，发电厂内其它监控系统的安全防护可以由其上级主管单位实施技术监督。

第十五条 电力调度机构、发电厂、变电站等运行单位的电力监控系统安全防护实施方案必须经本企业的上级专业管理部门和信息安全管理部门以及相应电力调度机构的审核，方案实施完成后应当由上述机构验收。

接入电力调度数据网络的设备和应用系统，其接入技术方案和安全防护措施必须经直接负责的电力调度机构同意。

第十六条 建立健全电力监控系统安全防护评估制度，采取以自评估为主、检查评估为辅的方式，将电力监控系统安全防护评估纳入电力系统安全评价体系。第十七条 建立健全电力监控系统安全的联合防护和应急机制，制定应急预案。电力调度机构负责统一指挥调度范围内的电力监控系统安全应急处理。

当遭受网络攻击，生产控制大区的电力监控系统出现异常或者故障时，应当立即向其上级电力调度机构以及当地国家能源局派出机构报告，并联合采取紧急防护措施，防止事态扩大，同时应当注意保护现场，以便进行调查取证。

第四章 保密管理

第十八条 电力监控系统相关设备及系统的开发单位、供应商应当以合同条款或者保密协议的方式保证其所提供的设备及系统符合本规定的要求，并在设备及系统的全生命周期内对其负责。

电力监控系统专用安全产品的开发单位、使用单位及供应商，应当按国家有关要求做好保密工作，禁止关键技术和设备的扩散。

第十九条 对生产控制大区安全评估的所有评估资料和评估结果，应当按国家有关要求做好保密工作。

第五章 监督管理

第二十条 国家能源局及其派出机构负责制定电力监控系统安全防护相关管理和技术规范，并监督实施。

第二十一条 对于不符合本规定要求的，相关单位应当在规定的期限内整改；逾期未整改的，由国家能源局及其派出机构依据国家有关规定予以处罚。

第二十二条 对于因违反本规定，造成电力监控系统故障的，由其上级单位按相关规程规定进行处理；发生电力设备事故或者造成电力安全事故（事件）的，按国家有关事故（事件）调查规定进行处理。

第六章 附 则

第二十三条 本规定下列用语的含义或范围：

（一）电力监控系统具体包括电力数据采集与监控系统、能量管理系统、变电站自动化系统、换流站计算机监控系统、发电厂计算机监控系统、配电自动化系统、微机继电保护和安全自动装置、广域相量测量系统、负荷控制系统、水调自动化系统和水电梯级调度自动化系统、电能量计量系统、实时电力市场的辅助控制系统、电力调度数据网络等。

（二）电力调度数据网络，是指各级电力调度专用广域数据网络、电力生产专用拨号网络等。

（三）控制区，是指由具有实时监控功能、纵向联接使用电力调度数据网的实时子网或者专用通道的各业务系统构成的安全区域。

（四）非控制区，是指在生产控制范围内由在线运行但不直接参与控制、是电力生产过程的必要环节、纵向联接使用电力调度数据网的非实时子网的各业务系统构成的安全区域。

电力监控管理系统 篇6

[关键词]电力系统；调度监控；异常现象；方法与措施

一、前言

在电力系统自动化逐渐得到普及的当前社会，传统的电力监控与调度方法已经不能满足现代化建设的需求，因此必须加强电网自动化调度系统的建设。电力调度自动化有利于对运行过程中的异常现象以及故障进行自动检查与控制，对提高电力系统的稳定性，降低电力系统故障都有积极意义。

二、电力系统调度监控异常及其处理的意义分析

首先，有利于保障电网运行的安全性，促进电力的开发应用。我国电力系统发展规模的持续扩大也促进了电力系统控制技术的进步，对电力系统的调度工作大致分为两类，一是经验调度阶段，二是分析调度阶段。在电力系统转型发展的形势下，如何保障电力系统的个稳定性，是每一个电力调度管理工作者着重思考的问题。一旦电力系统调度监控出现异常现象，轻则造成经济损失，重则带来人员伤亡。因此，对电力系统调度监控异常及其处理进行探究有利于提升电力系统的安全性能，更好的对电力进行开发利用[1]。其次，有利于规范电力系统的调度工作。电力系统的智能化控制在为社会发展带来便利的同时，也增加了电力系统调度工作的难度。电力系统管理智能化的发展，加强了电力系统之间的联系，因此电力系统的调度中一旦发生问题，将会对整个供电系统产生影响。因此加强对系统监控与调度工作的分析，能够有效规范电力系统调度工作，促进电力行业的稳定运行。

三、调度监控中出现的问题

1、对电网故障排查效率较低。

电网运行故障发生时，事故的预警系统会将各个层面的故障信息传输到电力调度中心，但由于信息量大而且数据较为复杂，很难在第一时间判断出具体的故障地点。在电力系统的工作运行中，常常会出现由于局部电网的工作异常给整个电网运行带来影响。而且在电网异常运行时，调度员的调度和监控压力较大，调度员在判断过程中往往会缺乏科学的论证，不能及时协调好电网的输送，再加之调度和监控设计存在着陈旧和落实难的问题，这就导致电网事故预警信息杂乱问题很难得到有效的解决[2]。

2、电网智能化控制系统建设不完善。

当前我国的电力系统智能化控制已经取得了一定了进展，实现了系统故障的初步报警功能，但在管理工作中，由于电网的输送能力不断加大，各种和管理数据相对复杂，智能化管理的发展水平不足以应对复杂管理环境的要求。因此在电力系统管理与调度工作中的大部分依然由人力进行控制。同时，由于电力系统建设具有一定的复杂性，在规划假设过程中缺乏合理性等原因的影响导致变电站的分布零散，信息的传递具有一定的滞后性，达不到信息高度共享的要求。

3、对故障的应对能力不足。

对电网的调度工作中，由于电力务工人员对电网的了解程度不足，对电网运行缺乏系统性的跟踪了解，因此当电网运行过程中出现异常事故，也很难得到有效处理。另一方面，由于对线力系统的了解不足，对线路排查以及判断都不能及时有效地进行，无法对一场事故进行有效处理的同时也无法在事故发生前，做好预防。由于调度人员的综合能力达不到电力系统调度工作的要求，对电力系统的监控能力与预防能力不足，影响了电力系统的正常运行。

四、电网调度监控中的异常现象处理措施

1、完善对电网调度与监控的事故处理机制

在对电网运行的日常监控与调度工作中，要提高对异常情况的处理能力就需要电力系统工作部门对电网运行各个环节中的状态进行深入了解，并进一步做好对电网信息的分析与预测工作。通过现有的网路技术与信息技术的辅助，对电网异常情况作出及时有效地判定。加强对电网系统在运行中各个环节的监督控制工作，建立及时有效的预警机制，对提高电网的运行能力，提高警报的有效性以及减少事故发生的概率有重要意义。加强对电网调度与监控工作的完善，能够提高对电网事故的分析的灵敏度，同时可以加强软件方面的建设以补充电网运行中的缺陷，保证电网运行的可靠性。

在处理电网系统异常情况时，首先要根据事故发生的环境以及运行状况对事故进行一定的模拟分析，利用电脑进行运行模拟，对电力系统的故障信息进行分析整合，以加深对异常发生原因、如何处理异常等的了解，提高对异常的处理能力。利用科学合理的电网调整策略确保电力系统运行的每一个环节的安全性和可靠性。另外还要做好电网运行过程中各相关信息的矫正和处理，实时监测电网系统的运行情况，及时发现故障，并与电网设备的动作信息进行有效的结合，从而对事故范围进行自动化判断，确保智能化监控的实现[3]。

2、创新电力系统的调度与监控系统核心技术

在日常监督管理过程中，对不同时段的运行状况进行监督，加强对故障的预测与报警机制建设。同是对高压电网及低压辐射电网采用不同的校正控制措施来有效的对越限操作序列进行消除。当系统运行中发生故障，可以立即展开对全网系统工作环境与状态的扫描工作，及时有效的判断出故障地点与故障原因。在电网调度工作中，电力部门要加快对电网调度监控管理系统的核心技术的创新，将新的科技手段与电网事故的排查进行结合，以保证对故障信息排查的速度与效率。在对事故进行分析的过程中，注意借助于相关系统提供的数据参考作为辅助，以提高事故处理的科学性，这样才能够制定得出更加学学合理的应急处理预案，全面提升电力系统异常事故对故障的处理能力。

3、加强电网调度与监控一体化建设。

在国家用电安全要求越来越高端当今时代，电力企业想要获得较高的利益以获得长期发展，就必须要加强一体化建设的落实。改变对变电站的传统维修方式，保证全过程业务整合和人员重组的职工队伍的稳定和现有生产业务的正常开展。通过对电力系统的整体性规划操作与局部实行相结合，提高电网系统的一体化建设。在加强一体化建设过程中，不仅要注重对整体的规划建设，也要注意对电网内部各组织机构的优化，以加快对电网调度监控相关设备的更新与改造力度，保障设备运行的科学高效。

五、总结

综上所述，电力的调动与监控异常处理是整个电网系统安全运行的关键所在。不仅关系到对整个电力系统的稳定，同时对国家的经济生产活动与居民生活都有着直接影响。因此电力部门要加强对电力系统的异常处理，在实践中不断创新出新的、有效的工作方法。面对电网异常事故，电力部门着力加强对事故的决策与处理机制，创新电力系统监控管理技术以保障当网系统的顺利运行。

参考文献

[1]庞飞.电力系统调度工作探讨[J].装备制造技术，2013，（02）：92.

[2]郑镇江.关于电力系统调度自动化技术的应用与发展[J].城市建设理论研究（电子版），2013，（20）：52.

[3]吴永志.电力系统调度自动化技术的应用与发展[J].中国高新技术企业，2011，（5）：98.

电力调度监控系统方案设计 篇7

1 电力调度监控系统的功

当下电力行业科学技术水平不断的提升, 中国的智能化电网调度监控技术也有了跨越式的发展。目前的电力调度监控系统是采用智能化计算机控制和监视各项管理环节。以智能化计算机控制为基础条件, 电力调度人员可以清晰明了的掌握当下电网的运行需求和状况, 准确的从大局出发, 来做出科学的调度操作模式。

电力调度监控系统主要的工作内容是输配电线路中的收集和测量数据的各项主要参数, 电度、电流、电压以及开关的合闸和开闸是测量的主要对象。我国的变电站设备管理机构可以为电力工作人员提供数据控制平台, 处理测定数据采用信号模拟量, 从而为调节变电站的后期运行提供基础。

传输操作数据和控制命令实施的通道是电力调度监控系统的另外一项职能。当进行电力调度的时候, 电力工作人员的电力控制操作都是在数据平台中运行的, 数据平台中的控制操作动作通过信号的方式在整个电力系统中进行传输, 最后传送到数据设备控制终端, 成为一个运行模式, 进而, 就可以达到控制。不仅如此, 当电力控制操作动作发生后, 数据终端监控系统就会将变化后的设备运行参数回馈到中央控制系统, 中央控制室就可以及时的了解各项控制的结果, 可以对电力调度系统的运行进行修改和调节, 从达到高效的输配电工作效率, 从而电力调度监控的作用就实现了。

2 电力调度监控系统的方案设计要点

在进行构建电力调度监控系统的时候, 为了考虑到多个监控中心局域网互相运行的特点, 电力监控系统必须要全部支持多级组网和IP组网, 方可满足不同的电力部门监控图像的各项需求, 促使操作平台的工作模式更加贴近电力行业的系统管理和垂直管理需求。

电力调度监控系统分层控制的原则

在进行设计电力调度监控系统的方案时, 要把握变电站和集控中心以及调度中心为核心基础, 从而可以分层次的构建好三级监控网络机构, 最终数据的采集和分析才可以科学有序的运行, 保障得到的信息具备可靠性和科学性, 保证调度操作提供参考数据。

电力调度监控系统先进行的原则

现实中组建电力调度监控网络的时候, 不管是选取硬件, 还是软件, 都要保证留下富余量, 也就是要贴近主流技术水平, 要超越当前的技术, 保障设备具备拓展性和兼容性, 调度监控要求可以满足的情况下, 要减少后期系统再次升级时候的费用。

电力调度监控系统的可靠性原则

不管哪一种工业系统在实际的运行过程中, 系统的控制部分都不具有唯一性, 大多数都会留下备用设备, 保障系统在出现问题故障的时候还可以运行。电力调度监控系统也必须要遵守这项原则, 电力调度监控系统的内部都具备双机备份, 当电力调度监控系统的监控设备出现异常的时候, 电力调度监控系统仍然可以得到信息, 从而完成下达和发送指令。

电力调度监控系统兼容性扩展原则

目前, 我国的工业控制技术发展不断的进步, 高新科技应运而生, 当选择电力监控系统硬件的时候, 必须要考虑电力监控系统后期的添加最新设备和扩展功能中具备的兼容性, 才可以保障多重更新设备可以科学的融合。

3 电力调度监控系统工作的流程

电力调度监控系统工作的基础是各级变电站的监督和控制来开展的。进而, 如果想要电力调度监控系统实现安全高效的运行, 变电站的电力调度监控系统就要保障落实到本质, 促使整个电力调度监控系统的内部设备都要遵循电力行业的运行规律, 一定要符合现实需要, 准确接收到整体局面的实际数据信息, 当电力调度监控系统出现故障的时候, 可以及时发出警告, 中央控制室的工作人员就可以准确的发出控制命令。

电力调度监控系统在运行的过程中, 中央监控系统详细的对状态变化进行实时的记录工作, 记录的状态有, 计算机监控系统的异常状态和响应状态变化以及故障状态变化。电力调度监控系统对上述的信息进行按时序的执行和记录, 包含电力调度监控系统故障发生前和发生后各种的故障模拟变化数据信息, 事故发生后, 进行故障原因分析有指导性意义。

当电力调度监控系统确定出现异常时, 就会对电力工作人员进行报警。系统报警有两种方式, 一种是预告报警, 还有一种是事故报警。预告报警包括计算机站系统部件、模拟量的越线和复限、状态信息异常等等。事故报警包含保护装置动作信号、不正规操作导致的断路器跳闸。

当电力调度监控工作人员得到报警以后, 处理异常状态时, 一体化控制的过程中, 就要保障操作平台具备实现能力, 保障电力调度监控工作的日常运行依靠科学、合理的步骤进行, 保障电力调度监控人员在操作电气设备的过程中要具备安全性和合理性。还要实现随意控制操作间的闭锁, 还要对用户开放, 用户可以自行设定闭锁条件。

当故障处理完成以后, 就要维护和修复电力调度监控系统。检查计算机站控制系统的各个设备, 采用在线自诊断来确定什么部位发生故障。数据库中修改和删减增加各个数据项目, 采用交互方式在线对数据库进行操作。故障一定要及时的修复, 才可以高效的完成修复工作, 确保电力调度监控系统可以高效的投入运行使用。

4 电力调度监控系统应用效

目前, 电力调度监控工作的特点是信息的可视化和全面化, 当下工业控制领域的先进技术都被综合了起来。电力调度监控系统将变电站实时的远程控制图像通过最新的电力通信网络传输到中央控制室, 从而进行日常的现场决策和应急分析以及日常监控, 从而提供电网设备日常运行的效率以及电量供应的可靠性。

电力调度监控系统不但可以在中央监控中心对电力调度监控现场的环境和设备进行全天候的监控, 从而可以及时的发现设备的隐患, 对于电力调度监控系统中的事故和故障进行科学的处理。进而, 将监控现场的状况准确的传送到中央控制室、电力安全部门、电力调度室, 实现分化专业管理, 降低原理电力管理的阶段, 增强供电整体自动化水平和供电管理效率, 降低供电成本。

5 结语

电力监控系统数据库系统的研究 篇8

关键词：数据库,实时,数据存储

由于电力监控系统管理的范围比较广,而且对于管理的对象还有十分严格的时间要求,必须能够对出现故障或差错的设备或线路在规定的时间以内上传至服务器,对于延时过长,收集的数据则失去了其价值。传统的数据采集和存储都是通过磁盘数据库,受到输入输出设备的限制,无法体现出实时,因此实时数据库系统的研究是十分必要的。

1 数据库技术基础

目前,通过内存数据库来提高数据的存取速度,其原理是将其数据的主拷贝放置在内存中,从而不必在I/O上耗费过多的时间,但要求必须有较大的内存量,能够对采集的数据进行处理。但是数据库不可能一直处于内存之中,判断一个数据是否是内存数据库的标准是:数据的主拷贝是否常驻在内存之中。一般采用内存中的RAM,在应用程序运行过程中,数据的存取只使用尚未指定用途的RAM,从而大大提高了应用系统的运行性能。

1.1 主要因素

对于内存数据库来说,数据存取速率的影响主要有两个方面,分别是:存取事务的特征和数据本身。

存取事务的特征:首先需要注意的是嵌套的事务之中,其父子事务之间的数据是共享的;其次优先级越高的事务数据在内存中驻留的时间应越长;最后数据的存取顺序得有利于满足其定时的要求。

数据:由于电力监控系统中的数据是不断变化的,保证对于活跃的数据能够及时进行存取,与实时监控保持一致。同时,还要关注其数据的关联性,当一个数据进行存取时,必须保证和它相关联的数据也能够进行存取操作。

1.2 实时数据库的故障恢复

应用系统的故障较多,但总的来说,主要分为3大类,分别是:系统故障、事务故障和介质故障。对于电力监控系统来说,其故障主要表现在前两大类上。对于事务来说,主要有4种状态,分别是:活动状态、提交状态、失败状态和中止状态。其事务状态之间的关系如图1所示。

系统的3种故障对于数据库造成的影响主要有两种:破坏数据的正确性和完全破坏数据库本身。对于数据的正确性被破坏,是由于事务的运行被强制中止造成的。数据库的恢复最常用的技术就是转储,即在数据库和数据正确的时候,对里面的数据及时备份,存储到另一个磁盘中,以防备数据库被破坏时,所有的数据丢失。

对于转储技术,可以分为动态转储和静态转储两种。动态转储是指在进行转储时,允许数据库进行存取操作;而静态转储正好相反,进行静态转储时,不能对数据库进行任何的修改及存取活动。在这里需要说明的是:无论是动态转储还是静态转储,对于电力监控系统的数据库,最好不要过于频繁地进行转储,那样会对时间和资源大量的消耗。

1.3 实时事务并发控制

在实际的应用过程中,需要进行并发控制。在多线程的应用程序中,事务对于资源的竞争不可避免。在此主要会遇到两个问题:死锁问题和优先级颠倒问题。

死锁问题:要解决死锁问题,必须撤消一个事务才行,如何选择撤消的事务是考虑的重点。一般的策略是:撤消超过事务规定时限的事务和耗时最长的事务。

优先级颠倒问题:假如有一个锁持有事务B和一个锁请求事务A,A比B的优先级高,但A必须等到B执行后才被调度,这就是优先级颠倒。假如事务有定时机制,那么优先级颠倒将对于系统十分不利。目前对于该问题提出的策略是:优先级继承和撤消高优先级事务两种方法。

2 数据库系统设计

电力监控系统的数据库对于时间的要求十分严格,当出现故障要保证实时掌握,并通过数据库历史记录的分析,能够分析出故障的原因。所以数据库系统必须具备以下功能:支持各种操作系统、具备与各种工控产品的接口、具有和其他数据库相连的接口、支持编程语言的接口和便于管理和维护。

2.1 系统框架

图2是数据库系统的整体框架,其中外围的虚线包括的是整个实时数据库系统,而内围的虚线包括的是数据库的最核心模块。从整个框架可以看出,该系统实现了数据库模块、工控现场、管理人员、客户端调用等一整套的综合应用。

2.2 总体分析

在数据库的接收处理上,数据库要与实时的数据源进行交互,而实时的数据都来自于现场设备,通过套接字接口将数据传入内核模块中,再由内核模块将数据存入到实时的数据库之中。整个接收过程如图3所示。

图4清晰地描述了人机交互的过程。人机交互的操作主要应用在以下几种场合:系统刚刚建立之时;系统初始化,需要输入正确的数据;数据库发生故障,系统需要对数据进行重新读取。

在此主要介绍一下图中外壳程序。其主要功能是:当数据库出现故障,需要恢复时,操作人员可以将数据库恢复至故障发生前备份的某一时刻的数据;对数据库的数据进行初始化操作。其具体的设计思路如图5所示。

3 内核模块

该系统的内核模块主要由事务调度模块、实时数据集、安全模块、系统接口层和时间管理模块组成。其相互关系如图6所示。

事务调度模块:该模块定义了事务的优先序列,并逐个地对序列中的事务进行处理。它提供的主要服务有:数据库处理服务和C/S模式的请求响应服务。时间管理模块对整个系统的时间进行管理,该模块和安全模块是整个系统的辅助模块。

在实时数据库系统中,对于事务的实时处理是一个非常重要的任务。它的主要功能体现在控制各个事务的截止时间。主要包含两个部分:并发机制和优先级分配。这两部分可以使系统中的事务有序地进行排列和执行。

4 结语

针对电力监控系统中的数据库部分进行分析,首先介绍了数据库技术的相关理论,针对电力监控系统从总体上对数据库进行分析,并给出了内核模块的设计。

参考文献

[1]张志鸿,王桂萍,王世卿,刘明业.面向交易实时内存数据库的故障恢复方法.北京理工大学学报,2004.

[2]刘云生,付蔚.主动实时内存数据库的组织与故障恢复.计算机工程与应用,2002.

[3]赵淑芳,任建平.分布式实时数据库并发控制,2005.

论电力智能监控系统的应用 篇9

1 电力智能监控系统的结构形式

电力智能监控系统按结构形式可分为三种模式, 即区域供电监控系统模式、集中监控系统模式以及光纤自愈环网监控系统模式。

1.1 区域供电监控系统模式

区域供电监控系统采用的是分布通信、主控室统一管理的模式, 适用于供电区域广、设备分布分散的电力监控系统。主要是通过由网络、光纤附件等组成的站级以太网将各个变电所的通信管理机集成为一个系统, 实现对整个区域的电力监控。其中, 主控室后台监控系统采用双机冗余结构, 主、备机的数据始终保持一致, 互为热备用, 极大地提高了系统的安全性、完整性。这种系统采用标准化、网络化、功能分布的体系结构, 具备软、硬件的扩充能力, 支持系统结构的扩展和功能的升级, 维护十分方便。还可以根据系统的规模和特殊需求, 充分优化网络各节点资源, 均衡网络负担, 便于系统的分阶段实施。

1.2 集中监控系统模式

集中监控系统模式采用分层分布式机构, 适用于供电范围集中、监控对象数量不大的电力监控系统。这种分层分布式机构分为通信层设备、间隔层设备、站控层设备。其中, 间隔层设备采用微机综合保护装置、智能配电仪表以及其他智能电子设备装置。所有间隔层设备均带有RS-485通信接口, 通过屏蔽双绞线接入通信管理机。通信管理机和后台监控主机通过站级以太网连接。系统监控主机还可以对系统进行常规的控制, 并对系统进行维护、修改和配置。

1.3 光纤自愈环网监控系统模式

光纤自愈环网监控系统模式采用的是基于光纤自愈环网的以太网结构。这种结构具有一系列优点, 比如容错、高速、远距离传输和网络布线简洁等。可以说, 光纤自愈环网避免了系统网络接入设备的多级级联, 进一步提高了网络的可靠性。整个系统采用星型和光纤自愈网络混合的网络, 既避免了纯环型网络在节点过多时的缺点, 又保存了星型以太网接口标准扩展的优点。

2 电力智能监控系统的具体应用

某特大型商业广场整体供电容量及供电范围很大, 共设置两座10k V高压开关站及9座10/0.4 k V变配电站。如果采用传统的管理运行方式, 不仅需要投入大量的人力和物力, 而且不能及时发现和处理电网运行中可能发生的故障, 大大降低了系统运行的效率。为优化变配电站的运行管理, 设计中采用了电力智能监控系统。

2.1 系统设计

第一, 系统共安装58台PS系列可编程微机保护管理单元, 837台QP系列智能配电仪表。各个子站就地安装通信控制箱, 然后用串口服务器将RS-485转换成以太网, 再采用光/电转换器转成光纤上传至主站。主站安装一面通信控制屏, 采用两台通信管理机对数据进行采集、处理, 然后转发到后台监控计算机。监控计算机采用双机热备的方式监控数据, 保证了系统的安全、稳定、可靠运行。第二, 监控子站内的所有装置由通信管理机进行集中管理。管理机提供RJ-55接口, 接入以太网交换机, 将数据处理后与监控中心的监控系统进行数据交互。监控子站与监控中心之间通过光纤进行通信, 光纤经转换后接入以太网交换机, 形成全区光纤以太网络。第三, 设计选用的电力智能监控系统的数据更新周期可控制在10s以内, 可在小于1s的时间内完成对一级数据的更新处理;人机界面简单、易操作;实现了对多种不同厂家设备的接入及通信控制;同时与设备配合, 实现了遥控、遥调、遥测、事件记录、SOE信息采集、报警记录等电力监控功能, 确保了监控系统与间隔层继电保护装置和智能仪表之间的无缝结合。第四, 系统接地采用联合接地方式, 控制中心机房内设置等电位联结端子箱, 与联合接地系统接地端可靠连接, 接地电阻要求不大于1Ω。并在线路进出建筑物处加装电涌保护装置。

2.2 系统功能优点

采用电力智能监控系统具有一系列地优越性, 其功能优点主要体现在以下几方面:

1) 有效提高现场的工作效率, 极大地缩短断电时间。通过对此电力智能监控系统的设置, 工作人员可以在最短的时间内做出正确的判断并进行操作。同时现场人员可以同步了解电能的流量状态, 比如检查电网运行是否平衡等。在全面了解电网状态的情况下, 工作人员能及时、准确地处理故障。即使工作人员不在现场, 也可以通过系统配置的无线发送模块及时获得故障的信息。根据系统反映的设备实际使用情况, 便于工作人员合理地安排相关维护工作。此外, 系统还可以显示整个网络状态的总览图, 有助于辨别故障区域。通过无线发送模块, 工作人员即使不在现场也可以了解具体的故障信息, 远程掌握引起现场设备故障的详细信息, 准确、及时地处理故障, 有效地帮助缩短断电时间, 提高生产力。2) 有利于改善电能质量, 延长设备的使用寿命。某些负载可能对于劣质的电能非常敏感, 通过系统监测电能的质量可以预防此类事件的发生, 并使工作人员可能及时处理相关问题。同时, 系统还能够对电气设备的使用情况提供准确、详细的信息, 便于对相关设备及时进行维护和保养。而且对于保证变压器等的使用寿命系统, 谐波监控也会产生积极的影响。3) 有效降低能源成本。使用电力智能监控系统, 可以降低能源成本。系统可作为各区域之间检测反常用电量的基准, 跟踪意外的用电量, 针对可优化管理的负载, 制订简单的用电负荷方案。同时对由于电力企业传输了质量不合格的电能而造成的损耗, 也能够要求赔偿等。

2.3 应用效果

该系统现已通过相关验收, 系统运行稳定, 并已体现出系统自身的优势, 极大地提高了工作人员的效率, 降低了建筑物的能耗及运行成本。操作人员可以实时监控电力系统的各项参数, 保证了电力系统的安全性、稳定性和可靠性。

3 结语

电力企业可视化运营监控管理 篇10

1 电力企业管理系统的现状

相关资料表明, 国外的电力管理水平要比国内的电力管理水平的自动化程度要高得多。国外在电力运行已经实现了对电站的智能化管理, 而国内的电站还处于人员看守的状态。研究人员把电站的运行分为三个模式, 分别为:有人值班管理、少人值班管理与无人值班管理。电力学家将电力管理方式整理为规范化、标准化、自动化, 从而在很大程度上减轻了工作人员的负担, 不断提高了数据分析结果的准确性。电力行业的“精细化、精益化及集约化”是国内所有电力企业追求的目标。

因此, 要加强学习国外电力系统管理, 借鉴他们的电力管理模式, 实现自动化管理。结合我国不同地域电力发展形式, 分析我国电力发展的不足以及改进的方面, 从而提高我国电力管理自动化水平, 实现电力管理的信息化、智能化。

2 电力系统可视化的监控管理技术的应用

可视化技术包括科学计算可视化、信息可视化、数据可视化等一些列分支, 可视技术越来越被人们信赖, 不仅可以充分利用人体的视觉感知能力, 结合计算机中的图形学、图像处理技术、数据管理等手段用图像的形式来表达信息。从实现繁杂的多维数据中产生图文图像, 从而获得数据深层的理解。电力运营监控可视化管理体系的构建, 利用可视化技术、信息化电力运行监控技术, 与电力企业运营监控可视化的平台结合, 实现了对电力企业经营业绩管理成绩的全面管理, 从可视化运行监控系统的架构出发, 可以将系统分为四个层面:展示层、应用层、数据层和源系统层。具体构成见图1。

从图中, 可以直观的展现出电力企业的运行管理成效、经营业绩、运营状况、核心资源, 也体现了公司各部门专业管理的技术水平。利用通讯技术与电力信息化业务管理系统相结合, 形成数据、信息分析。通过可视化管理系统中将运营过程分厂不同模块, 采用信息传输、集成、分析等方式, 实现运营管理的可视化。

系统在运行过程中, 需要确定监测指标, 管理数据、信息与国家电网中心进行组织管理, 实现数据一体化。国家电网公司在这个过程中可以构建监测模型、梳理指标体系来实现全面监测, 对日常管理活动中出现的问题, 提出管理对策。两位, 可视化的管理过程, 可以确定不同业务流的管理要素, 构建管理分析模型, 加强对公司的综合管理, 实现对公司业绩、发展能力以及风险调控进行全面管理。

在可视化监控管理过程中, 获得的监控与运营数据, 总结数据分析结果, 以便加强协调监控, 要求出现问题部门处理问题。另外, 电力运营监控可视化管理系统在运行过程中, 如果数据部准确, 会出现有关安全应用问题, 因此, 在应用过程中, 要保证数据的准确性, 提升系统运行安全性。在动态业务运行中也存在不足, 要求操作人员, 要加强流程操作的准确性, 改进操作工具, 实现各种数据抽取的准确性, 获取更高质量的数据, 以便提升系统运行的准确性。

3 结束语

电力企业的可视化运营管理, 可以有效的解决管理过程中存在的问题, 实现了电力企业资源的优化配置, 满足了电力企业运行过程的集约化、智能化的要求。另外, 在电力企业运行可视化管理监控过程中, 也存在一些不足, 需要不断的挖掘数据信息, 以便提高运营分析的效率, 结合不同的用户设置不同的使用权限, 为供电企业的可持续发展奠定基础。

参考文献

[1]张启颜.跨平台的电力监控系统可视化制表组件实现[J].工业控制计算机, 2012, 25 (8) :75-76, 78.

[2]姚珂.电力运营管理系统可视化研究[J].建筑工程技术与设计, 2014, (12) :582-582.

[3]陈乃松.浅析电力企业运营监测 (控) 信息系统应用架构设计[J].企业技术开发 (下半月) , 2013, 32 (14) :54-56.

电力监控管理系统 篇11

【关键词】变电站；图像；远程监控；计算机

引言

电力远程图像监控系统在不断更新，技术进步而产生的新功能的能力。实时图像监控防火，防盗功能(包括烟感，温度、红外线、门禁等)对特别重要的变电站可使用红外热成像摄像机进行高压设备的运行温度监控(选项)移动摄像功能(可选项)远程视频传输(能适用电力系统常用的多种通信通道)远程控制监控设备(包括矩阵，云台、镜头和灯光等)本系统能进行现场照明控制本系统保证能和综合自动化系统，消防自动化系统、门禁系统等有效联动本系统可使用网上办公电脑作为分控工作站(配适当软件)报警时有警视联动功能和自动启动录像功能站端具有数字硬盘录像及其回放功能实行操作权限管理自动生成系统运行日志全中文图形化界面数据记录查询及打印报表输出画面分割和视频自动循环功能。系统时钟同步历史图像储存与查询系统自诊断和管理实现与MIS、SCADA等系统的接口，单方向接收SCADA控制信息，实现调度遥控、操作维护的可视化联动。提供系统完整通信规约及相关协议并对业主开放，以构成统一管理的集成平台。

1、远程图像监控系统的组成

变电站远程图像监控系统主要由3个互相衔接的部分组成：变电站现场设备(简称子站)、通信通道、监控中心(简称主站)。

1.1子站。子站设备指位于变电站的所有设备，由摄像机套件、报警控制器、解码器、红外线光束对射探头、灯光控制器、云台、监控主机等组成，并与变电站综合自动化系统或远动设备互联。

子站主要是将现场图像、声音、报警信息编码，利用通信通道将视频信息上传至主站，同时接受上级主站发下来的监控命令，对图像进行控制，包括云台动作、光圈大小、聚焦远近和变倍、预置位和巡视等操作。并根据解码器、报警控制器(由温感探头、烟感探头及红外线光束对射探头等设备组成)采集到的各种状态信息和报警信息实现警视联动功能，自动启动报警照明灯、警铃，同时切换到指定的摄像头画面，并自动录像，以字幕、声光提示报警。

1.2通信通道。通信通道起到连接变电站和主站的桥梁作用，也是系统最关键的组成部分，传输系统的性能直接决定着系统监控中心图像数据的质量。目前，在电力系统中采用的传输方式主要是E1(2．048M的链路)线路传输方式，如图l所示。

1.3主站。主站由一个监控主机组成，实时接收子站的图像、声音、报警信息并解码显示，实现对变电站的视频监控任务，同时也可以完成一些管理和远程控制功能，并与SCADA(调度监控)系统及电力MIS网互通，实现电网调度和维护的可视化。

2、远程图像监控系统的主流视频编码方式

目前远程监控系统的主流视频编码有2种，分别为基于ITU—T的H.26x及基于IOS／IEC的MPEG编码方式。

2.1H.26x编码方式。H.26x编码是一种帧间预测减少时域冗余、变换编码减少空域的混合编码方法，具有压缩比高、算法复杂度低等优点，主要应用于视频会议、可视电话，并被许多多媒体通信终端标准所采用。在变电站远程监控系统中，H.26x解码采用硬件解码方式。

在变电站，远端主处理器将图像、声音、报警信息编码后通过线路接口送入通信链路并传至监控中心，在监控中心通过El传输资源与变电站相连，接收变电站上传信号，将其中的图像数据通过H.26x解码后生成全电视信号输出。

2.2MPEG编码方式。MPEG(Motion Pictures Experts Group)始于1988年，专门负责建立视频和音频数据压缩标准。随着宽带网络的建设和无线通讯的发展，MPEG--4已成为基于Internet的视音频流的主流编码方式。该标准对压缩算法进行了改进，具有视频质量与分辨率高，且数据率相对较低的特点。采用MPEG-4编码方式，系统网络通信采用IP网络技术组网，且能支持IP组播功能。

2.3两种编码方式的比较。两种编码方式均具有网路带宽占用低、视频质量好与分辨率高的优点。但MPEG-4编码方式对压缩解码的计算机性能要求较高，而H.26x编码存在图像压缩痕迹明显，运动物体边缘有水纹波的现象。

基于两种编码方式的遥视系统，均具有图像质量好、通道带宽占用低、系统扩展方便的特点。H.26x编码的遥视系统，采用硬件编解码，稳定性高，输出为全电视信号，可通过视频上网器与MIS网连接，但同时只能浏览同一个变电站，同时系统基于硬件架构，投资费用高；MPEG-4编码的遥视系统，采用软件编解码，稳定性较差，输出为计算机显示的MPG--4图像信号，可按多级方式组网，支持IP组播功能，网络功能强，同时系统基于软件，方便升级，投资较低。两种系统性能比较见表1。

3、组建基于W／MPEG一4编解码方式的遥视系统应注意的问题

随着网络技术的发展，基于IP／MPEG-4编解码方式的遥视系统逐渐成为变电站远程图像监控系统的主流方式。特别是系统网络采用IP网络技术组网，IP组播功能的实现，使IP网上任何一台计算机，可通过权限控制的方式实现无级监控，同时主站和MIS网图像用户中的多台终端可以同时监控任一变电站，使巡检中心、监控中心等相关部门通过现有的电力通信网对所属的多个变电站实现远程实时图像监控、远程故障和意外情况报警接收处理，提高变电站运行和维护的安全性和可靠性。

①系统规模可根据电网区域范围大小和变电站数量组合定义，至少可接入30个变电站的遥视监控。按多级组网的方式，形成大规模的监控网络。主站需配置支持IP组播的3层千兆视频交换机。②在建设电力光纤线路中需预留2～4芯光纤作为专用的遥视通道。③系统架构必须采用标准化、网络化、免维护式的系统结构，才具有高度的可靠性和安全性．同时符合ISO／OSI开放系统互联标准。④系统应具备软硬件的扩充能力，支持系统结构的扩展和功能升级；系统应为其他系统提供标准图像接口；系统所提供的支撑软件能支持用户进一步开放应用软件；系统的软硬件接口应采用国际标准或工业标准，支持与其他标准硬件、其他网络及不同生产商的设备互联。⑤远程图像监控系统的开放性和兼容性是建立在统一的系统网络音视频格式及统一的主站与站端监控系统间的通信协议基础上的，因国家并未对变电站远程图像监控系统提出统一的技术标准，特别是主站与站端监控系统之间的通信协议，故不同生产商提供的站端设备很难顺利发入主站。电力部门与设备供应方在签订技术协议时应特别明确设备供应方需开放所有接口，保证监控系统的开放性和兼容性，并为其他生产商的设备接入提供相应的协助。否则将严重限制设备选型范围，由于没有统一的远程图像监控系统通信规约，不同厂家只能采用系统对接，存在施工工期长、系统接入质量差、系统稳定性低等现象。最后只能由主站设备供货方提供采用系统接入设备及软件，才能保证各个子站按时接入主站。所以电力远程图像监控系统的推广急需一套成熟统一的技术标准。⑥应满足系统的安全要求，即保证所有设备在超高压电磁环境中、在丁频过电压、雷电波、脉冲干扰、静电放电、辐射放电、辐射电磁场、开关设备操作、系统故障以及快速瞬变等干扰情况下必须正常稳定运行。系统的应用软件开发，应有必要的网络安全保护，保证系统数据和信息不被窃取和破坏，特别是对网络病毒的防护。

4、电力变电站远程图像监控系统的管理

电力变电站远程图像监控系统基于R／LAN视频服务器硬件设备。并以网络视频集中监控系统管理软件为核心，执行强大的系统功能。

4.1实时图像监视。包括监控中心、电力MIS网上的任意监控终端，通过网络视频集中监控系统管理软件或标准IE浏览器，可实时监视同一变电站或多个变电站的所有图像信息，可以同屏显示多路(1、4，9．16路)实时图像信息．

4.2语音功能。变电站和监控中心值班员工作站之间，不同的监控终端用户之间。可以实现基于IP的语音功能，包括：实时的语音半双工对讲及语音广播功能;变电站端场景录音，与站内的维护操作人员对讲机进行远程对讲。

4.3录像功能。系统默认的录像速率为25帧／秒(PAL制式)，但用户可对录像速率进行调整，以减轻系统录像功脂包括实时录像，定时录像、运动检测预触发录像及报警预触发录像。

5、结束语

远程图像监控系统实现了变电站现场的可视化管理，是对“四遥”功能的有益补充，为实现变电站无人值守提供了可靠保证。远程图像监控系统在变电站中的应用对提高变电站运行的安全性、可靠性，提高运行和管理的科学性，充分发挥变电站的效力，促进管理工作的现代化有重要意义。总之，变电站远程图像监控技术，为无人值守变电站的深入发展提供了一种先进实用、直观有效的手段。

电力监控与数据采集系统设计 篇12

随着电力系统及其自动化的发展, 电力系统设备需要采用实时监控以及数据的采集, 从而保证电力系统设备可以安全、可靠地运行[1]。

以下介绍一种电力监控与数据采集系统, 该系统采用USB接口作为通信方式, 同时利用AD9238完成电力监控与数据的采集, 采集后的数据直接送到FPGA中。其中USB接口直接与FPGA相连, 采集后的数据既可以暂存到FPGA中, 也可以直接经过USB接口送到PC机中, 同时对于采集后的数据也可以在FPGA内部做相应的预处理后上报给PC机。因此, 该电力监控与数据采集系统具有更广泛的适用性。

2 电力监控与数据采集系统设计

电力监控与数据采集系统总体设计框图如图1所示, 主要包括了信号调理电路、A/D转换器电路、FPGA及其外围电路、USB接口电路以及电源电路等。

其中信号调理电路主要完成模拟信号的预处理, 即经过信号的调理使输入模拟信号满足A/D转换器输入信号要求, 包括了输入信号电压范围以及单端或是差分输入形式等;A/D转换器电路将调理后的模拟信号变为数字信号, 其中A/D转换器的采样速率和分辨率的选择可针对不同系统需求选择合适的性能指标, 本设计中采用的AD9238采样速率为40MSPS, 分辨率为12bit;FPGA及外围电路主要将采集后的数字信号进行存储或相应的预处理, 由于其具有可编程的特点, 使得该部分的处理功能具有更好的灵活性;为了获得较高的传输率, 本设计利用USB接口电路将采集后的数据上报给PC机;电源模块主要完成电压转换功能。

3 系统各组成电路设计

3.1 信号调理电路

信号调理部分主要针对A/D转换器性能要求而设计, 包括模拟信号输入电压、信号输入形式等。由于本设计中A/D转换器需要差分信号输入, 因此信号调理部分需要采用单端转差分器件, 该器件采用了Mini-Circuits生产的ADT1-1。

3.2 A/D转换器电路

A/D转换器是一款双通道、12bit、20/40/65 MSPS模数转换器, 本设计中采样率选择了40MSPS。该器件采用差分输入形式, 模拟输入范围:1 Vp-p至2 Vp-p。

3.3 FPGA及外围电路

FPGA是现场可编程阵列 (Field Programmable Gate Array ) 的简称。FPGA器件是一种由用户根据所设计的数字电路系统的要求, 在现场由自己配置、定义的高密度专用数字集成电路。它具有小型化、低功耗、可编程、数字化和快速、方便、实用的特点[3]。本系统采用的是Cyclone系列FPGA, 其内部资源较多, 可满足本系统中的存储与预处理之用。

3.4 USB接口电路

本设计中USB接口电路采用了CY7C68013芯片, 该芯片是集成微控制器, 如图2所示。该芯片内部具有增强性8051内核, 其标准与8051兼容[4,5]。同时, 内部集成了1个USB数据收发器、3个8位I/O口、1个智能USB串行接口引擎、16位地址线、4K的BFIFO等。

3.5 电源模块电路

本系统电源采用+5V供电, FPGA以及A/D转换器等器件需要采用+3.3V供电, 因此需要采用电源模块实现+5V—+3.3V的电压转换。本设计中电源模块采用了LT1764—3.3, 该芯片可以提供1A的供电电流, 可以满足系统需求。

4 结束语

电力监控与数据采集系统是现代电力系统自动化体系中必不可少的设备, 它可以对电力系统运行设备进行监视和控制, 以实现数据采集、设备控制、测量以及各类信号报警等各项功能。本文设计的电力监控与数据采集系统采用了USB接口, 提高了数据传输率, 同时FPGA的采用使数据存储与预处理更加方便、灵活, 因此该设计在电力系统中具有较强的适用性。

参考文献

[1]贺良军.煤矿电力系统的数据采集与监控系统[J].科技创新导报.2007.5:8-9.

[2]孙慧贤;张玉华;罗飞路.采用USB和CAN总线的电力监控数据采集系统[J].电力系统及其自动化学报.2009.21 (l) :99-103.

[3]张兴周;李志军;张星宇.电力监控系统中数据采集模块的设计及其应用[J].应用科技.2003.30 (9) :4-7.

[4]沙宪政, 尹勇, 魏巍.基于USB的家庭健康监护系统数据采集的设计[J].电子技术, 2003, (1) :29-31.